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La penetración inevitable de la producción variable
y la electrificación del sector térmico y el transporte conducirán
a un funcionamiento de los generadores térmicos para suministro,
cada vez más variable.

almacenamiento: la carga de línea, el almacenamiento bajo
tierra y los tanques GNL.
La carga de línea es el volumen de gas almacenado en
tuberías y se puede usar para afrontar cambios diurnos bruscos en la demanda de gas. Es proporcional al promedio de
la presión del sistema. Durante un período de producción de
energía renovable bajo (por ejemplo, en caso de viento), se
podría solicitar la entrada de generadores de gas, lo que conllevaría un descenso rápido y cuantioso de la carga de línea
del gas. Si esto ocurre cuando coinciden las demandas máximas de gas y electricidad, la caída de presión resultante en
la red de gas podría limitar su capacidad para afrontar cambios repentinos en la demanda de gas (incluido el gas para
la producción de energía eléctrica) y causar una interrupción de suministros de gas a las CCGT. Se requerirán otras
fuentes de flexibilidad (por ejemplo, importaciones eléctricas a través de interconectores o de la respuesta de parte de
la demanda) para garantizar un funcionamiento del sistema
fiable. Para mitigar la escasez de tales cargas de línea, se
incrementará considerablemente la coordinación entre la red
de gas y los operadores del sistema eléctrico.
Los resultados del modelado para el sistema del Reino
Unido de 2020 sugieren una mayor necesidad entre la coordinación del funcionamiento de los sistemas eléctricos y de
gas. En situaciones con poco viento, la línea de carga disminuye mucho en momentos en los que coincide con una
elevada demanda y limita el suministro de gas a las CCGT.
Como resultado, la producción de las CCGT durante las
horas de máximo podría caer en casi 3 GW (Gráfico 5). La
importación de electricidad más cara compensó esta reducción de la producción de energía de CCGT, a través del interconector entre Reino Unido y Francia.
Las plantas de almacenamiento soterradas de gas incluyen yacimientos de gas y petróleo, acuíferos y minas de sal
agotados. Los acuíferos y yacimientos agotados se usan normalmente como plantas de almacenamiento estacionales. Se
inyecta gas natural dentro del almacenamiento durante el
verano (temporada de baja demanda) y se retira durante el
invierno (temporada de alta demanda). El índice y la capacidad de retiro suelen ser muy grandes, sin embargo, la capacidad de ciclo es limitada. Normalmente, las minas de sal se
usan como almacenamiento de ciclo rápido debido a su capacidad de soportar varios ciclos de inyección y retiro de gas en
el almacenamiento, en menos de un año. Este tipo de almacenamiento funciona mejor para proporcionar flexibilidad
enero/febrero 2017

en el suministro de gas a los sistemas eléctricos con altas
penetraciones de varRE. A pesar del retroceso de demanda
de gas en Europa, cada vez se encuentran más plantas de
almacenamiento en Europa debido a los cada vez mayores
requisitos de flexibilidad, así como a las preocupaciones
sobre la seguridad del abastecimiento. La realización de los
proyectos previstos actualmente (la mayoría de ellos, minas
de sal) harán aumentar la capacidad de almacenamiento en
un 20% en 2020, en comparación con los niveles actuales.
Los tanques de almacenamiento de GNL y las estaciones
de gasificación se usan como plantas de nivelado de máximos
que tienen rápida respuesta frente a repentinos cambios en la
demanda de gas. Por lo tanto, no solo contribuyen a la seguridad energética con la diversificación del almacenamiento,
sino que también proporcionan flexibilidad operativa.

Coordinación del Mercado de Gas y
Electricidad
Los mercados eléctricos y de gas interaccionan mediante los
operadores de plantas de energía de gas a través de la compra
de combustible en los mercados de gas para producir energía
eléctrica, la cual se vende a los mercados de electricidad. Los
operadores de planta podrían hacer esto a través del comercio en una multitud de mercados, es decir, desde contratos
a largo plazo y mercados a plazos, hasta poco antes que a
tiempo real. Mientras que las transacciones a largo plazo
son principalmente importantes con vistas a la necesidad
de una capacidad de red de gas suficiente, las necesidades
en flexibilidad están mayormente dirigidas por el comercio
en mercados intradiarios y de los siguientes días, así como
la necesidad de proporcionar servicios complementarios y
equilibrio de energía a los operadores del sistema de energía,
en tiempo real.
Los mercados de gas y de electricidad suelen funcionar
en aislamiento en períodos de plazo distintos a lo largo del
día y acostumbran a fallar en la creación de una estructura
homogénea. Algunos de los principales desafíos incluyen los
siguientes:
✔✔ escalas de tiempo diferentes, como la diferencia entre
el "día del mercado de gas" (6 a. m.-6 a. m.) y el día
calendario o el uso de intervalos de transacción subhoraria en sistemas eléctricos
✔✔ un sistema de "puertas fijas" (al día siguiente o durante el mismo día) en que se comercializa con la energía
eléctrica y/o la capacidad de la red en los mercados de
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